L’échange d’énergie

En dépit du couplage progressif des marchés, il n’y a pas de convergence des prix en région CWE. Différents facteurs peuvent l’expliquer, notamment l’indisponibilité de centrales nucléaires en France et en Belgique et, dans une mesure plus importante, l’accès prioritaire des flux de bouclage : des flux découlant d’échanges commerciaux qui ne sont pas en concurrence avec les échanges commerciaux transfrontaliers entre zones de dépôt des offres, mais qui, comme ces der-niers, utilisent également le réseau de transport reliant entre elles les zones de dépôt des offres (voir l’étude (F)1687 de la CREG, rapport annuel 2017, pages 30 et 41).

En 2018, le prix moyen sur le marché journalier s’élevait à 55,3  €/MWh en Belgique, un prix supérieur à celui de 50,2 €/MWh observé en France et à celui de 52,5 €/MWh ob-servé aux Pays-Bas. À titre de comparaison, en 2017, le prix sur le marché journalier belge était encore de 44,6 €/MWh. Le prix moyen sur le marché journalier allemand en 2018 a également augmenté par rapport à 2017, tout en restant le plus faible de la région CWE, avec 44,7 €/MWh. En valeur relative, la hausse du prix sur le marché journalier a toutefois été plus forte en Allemagne qu’en Belgique. Des facteurs internationaux, tels que les prix du CO₂ et du gaz, entraînent les prix à la hausse en Belgique et dans ses pays voisins.

En 2018, le nombre d’heures de convergence des prix dans l’ensemble de la région CWE (avec une marge de 1 €/MWh) a diminué légèrement à 37,4  %, contre 37,9  % en 2017. On constate une convergence des prix pendant 49,5  % des heures avec la France et pendant 51,6  % des heures avec les Pays-Bas. La convergence des prix avec l’Allemagne a for-tement augmenté pour atteindre 40,0  %. En dépit de cette

augmentation, la Belgique n’a connu aucune convergence des prix avec l’un de ses pays voisins durant 41,8 % des heures.

Ce chiffre dépasse les 35,9 % relevés en 2017.

Suite aux prix élevés observés sur EPEX SPOT Belgium DAM au quatrième trimestre de 2018, la CREG a publié le 28 juin 2018 son analyse des prix journaliers pour la fourniture le 9 no-vembre 2017 et le 16 nono-vembre 2017 (note (Z)1715, voir égale-ment le point 3.1.4.7 du présent rapport). Par ailleurs, la CREG a publié une note relative à la formation des prix sur le marché journalier sur la base des résultats du marché journalier du 1^er au 7 octobre 2018, en particulier ceux du 3 octobre 2018 (note (Z)1847, voir également le point 3.1.4.8 du présent rapport).

Ces deux notes ont pour principale conclusion que la solidité du marché belge dépend des flux de bouclage : plus les flux de bouclage sont faibles, plus la Belgique peut importer en cas de prix élevés, ce qui a pour effet de limiter la hausse des prix sur le marché belge. En 2018, les flux de bouclage ont dimi-nué suite à (1) la scission de la zone de prix entre l’Allemagne et l’Autriche, (2) la garantie, donnée par les gestionnaires de réseau de transport en Allemagne, aux Pays-Bas, en France et en Belgique, qu’au moins 20  % de la capacité maximale de chaque élément de réseau contraignant est affectée aux échanges transfrontaliers, et (3) la hausse de la limite d’impor-tation en Belgique de 4 500 MW à 5 500 MW.

Le volume total négocié sur le marché journalier EPEX SPOT Belgium s’est élevé à 25,9 TWh, contre 17,9 TWh en 2017, ce qui correspond environ à 33,8 % du prélèvement total du ré-seau Elia.

La sensibilité du prix de l’électricité sur le marché journalier à des achats de volumes supplémentaires (la profondeur du marché) représente une donnée importante. Plus la sensibilité

est élevée, plus le prix peut être manipulé facilement. En cas d’achat de 500 MW supplémentaires, l’augmentation relative mensuelle moyenne en 2018 était inférieure à 4,5  €/MWh, sauf en septembre, octobre et novembre, où elle était d’en-viron 10,33 €/MWh. En cas de vente de 500 MW supplémen-taires, la diminution relative mensuelle moyenne en 2018 était inférieure à 4,1 €/MWh, sauf en octobre et novembre, où elle était respectivement de 6,1 €/MWh et de 6,8 €/MWh.

Le marché infra-journalier permet aux acteurs du marché de régler sur un marché public les changements de leur prévi-sion d’injection ou de prélèvement apparaissant de manière imprévue après la clôture du marché journalier. Ces change-ments inattendus sont par exemple l’indisponibilité imprévue d'une centrale de production ou des modifications résultant de prévisions actualisées des injections d’énergie éolienne et solaire. Le système M7 d’EPEX SPOT mis en place en oc-tobre 2016 a facilité les échanges sur le marché infra-journalier belge en couplant le marché belge avec les marchés allemand, français, autrichien et suisse. Le volume négocié total sur le marché infra-journalier a augmenté à 2 012 GWh en 2018, ce qui représente une légère augmentation par rapport à 2017 (1 991 GWh). Le prix infra-journalier moyen a augmenté de 23 %, pour atteindre 56,3 €/MWh en 2018.

Le prix sur le marché de gros pour les contrats à court et à long terme a augmenté en 2018. Les contrats pour fourniture l’année suivante présentaient un prix moyen de 51,0 €/MWh, ce qui correspond à une hausse de 37 % par rapport à 2017 (37,3 €/MWh). En 2018, le prix moyen du marché journalier était supérieur au prix moyen du contrat year-ahead pour fourniture en 2018 (c.-à-d. négocié en 2017). Le prix moyen sur le marché journalier était de 55,3/MWh en 2018, contre 37,3 €/MWh pour le contrat négocié en 2017 pour fourniture l’année suivante.

Figure 12 : Prix moyens mensuels pour la période 2007-2018 du marché journalier pour la fourniture d'électricité dans les pays de la région CWE (Sources : EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT, calculs CREG)

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

BE NL FR DE

01/2007 03/2007 05/2007 07/2007 09/2007 11/2007 01/2008 03/2008 05/2008 07/2008 09/2008 11/2008 01/2009 03/2009 05/2009 07/2009 09/2009 11/2009 01/2010 03/2010 05/2010 07/2010 09/2010 11/2010 01/2011 03/2011 05/2011 07/2011 09/2011 11/2011 01/2012 03/2012 05/2012 07/2012 09/2012 11/2012 01/2013 03/2013 05/2013 07/2013 09/2013 11/2013 01/2014 03/2014 05/2014 07/2014 09/2014 11/2014 01/2015 03/2015 05/2015 07/2015 09/2015 11/2015 01/2016 03/2016 05/2016 07/2016 09/2016 11/2016 01/2017 03/2017 05/2017 07/2017 09/2017 11/2017 01/2018 03/2018 05/2018 07/2018 09/2018 11/2018

€/MWh

Figure 13 : Prix moyens annuels pour la période 2007-2018 du marché journalier pour la fourniture d'électricité dans les pays de la région CWE (Sources : EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT, calculs CREG)

20 30 40 50 60 70 80

BE NL FR DE

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 36,6

36,7 32,2 29,0

€/MWh

45,0 50,2

67,8

55,3

44,6

77,6

52,5

39,3

62,3

44,7

34,2

57,2

500 MW achat supplémentaire 500 MW vente supplémentaire -10

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

-8,60 -8,55 -6,50 -4,82 -4,69 -4,69

-6,80 -9,03

13,77 12,52 22,30

6,61 7,95

41,43

11,09

€/MWh 01/2007 03/2007 05/2007 07/2007 09/2007 11/2007 01/2008 03/2008 05/2008 07/2008 09/2008 11/2008 01/2009 03/2009 05/2009 07/2009 09/2009 11/2009 01/2010 03/2010 05/2010 07/2010 09/2010 11/2010 01/2011 03/2011 05/2011 07/2011 09/2011 11/2011 01/2012 03/2012 05/2012 07/2012 09/2012 11/2012 01/2013 03/2013 05/2013 07/2013 09/2013 11/2013 01/2014 03/2014 05/2014 07/2014 09/2014 11/2014 01/2015 03/2015 05/2015 07/2015 09/2015 11/2015 01/2016 03/2016 05/2016 07/2016 09/2016 11/2016 01/2017 03/2017 05/2017 07/2017 09/2017 11/2017 01/2018 03/2018 05/2018 07/2018 09/2018 11/2018

10,35

-6,00

Figure 15 : Énergie échangée et prix moyen sur la bourse intraday (Sources : EPEX SPOT Belgium, calculs CREG)

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000

0 20 40 60 80 100 120

€/MWh GWh

-4,05 -4,28

6,01

9,49 4,48

I I I I I I I I I I

Figure 16 : Comparaison du prix de gros pour les contrats à court terme et à long terme (Sources : EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT, ICE Endex, calculs CREG)

D + 1 M + 1 Q + 1 Y + 1

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 0

3.2.2.4. La transparence, REMIT et les instruments